一、电改九号文指出电力行业面临亟需通过改革解决的问题：
（来源：微信公众号“新能源李歌” ID:beyondlzke 作者：新能源李歌）
1.交易机制缺失，资源利用效率不高。
售电侧有效竞争机制尚未建立，发电企业和用户之间市场交易有限，市场配置资源的决定性作用难以发挥。节能高效环保机组不能充分利用，弃水、弃风、弃光现象时有发生，个别地区窝电和缺电并存。
2.价格关系没有理顺，市场化定价机制尚未完全形成。
现行电价管理仍以政府定价为主，电价调整往往滞后成本变化，难以及时并合理反映用电成本、市场供求状况、资源稀缺程度和环境保护支出。
3.政府职能转变不到位，各类规划协调机制不完善。
各类专项发展规划之间、电力规划的实际执行与规划偏差过大。
4.发展机制不健全，新能源和可再生能源开发利用面临困难。
光伏发电等新能源产业设备制造产能和建设、运营、消费需求不匹配，没有形成研发、生产、利用相互促进的良性循环，可再生能源和可再生能源发电无歧视、无障碍上网问题未得到有效解决。
5.立法修法工作相对滞后，制约电力市场化和健康发展。
现有的一些电力法律法规已经不能适应发展的现实需要，有的配套改革政策迟迟不能出台，亟待修订有关法律、法规、政策、标准，为电力行业发展提供依据。
二、九号文指出，改革的途径方针路线：
放开两头，管住中间。
南方（以广东起步）电力现货市场建设
实施方案--节选
（征求意见稿）
为深入贯彻落实《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)、《中共广东省委 广东省人民政府关于进一步深化电力体制改革的实施意见》（粤发〔2015〕14号）以及电力体制改革配套文件精神，按照《国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》（发改办能源〔2017〕1453号）有关要求，根据《广东电力现货市场建设试点工作方案》（粤经信电力函〔2017〕286号）的工作安排，为加快建设完善电力市场体系，建立符合广东实际情况的电力现货市场，制订本实施方案。
一、总体要求
遵循市场经济基本规律和电力工业运行客观规律，综合考虑广东电网的实际情况，坚持循序渐进、稳步推进的原则，逐步建立交易品种齐全、功能完善的电力现货市场和基于差价合约的电力中长期市场，形成以中长期为主、现货交易为补充的市场化电力电量平衡机制，以中长期交易规避风险、以现货市场发现价格，进一步发挥市场在资源配置中的决定性作用，更好地反映电力商品的物理属性和时间、空间价值，保障电力系统安全稳定运行和电力可靠供应，有序推进南方（以广东起步）电力现货市场试点建设。
二、建设目标
（一）近期（至2019年底），建立场内集中交易与场外协商交易互补、常用曲线合约与自定义曲线合约相结合的中长期电能量市场，提供多次组织的年、月、周交易品种，实现市场主体中长期合约签订、中长期电量偏差调整和价格波动风险管理。建立全电量竞价的日前、实时现货电能量市场交易机制，通过市场竞争形成有效反映电力商品时空价值的价格信号；建立调频辅助服务的市场化交易机制，初期与电能量交易市场分开独立运行；探索研究市场化的需求侧响应机制。2018年底，发电侧与用户侧双边参与的电能量现货市场和基于差价合约的中长期市场具备试运行条件，日前电能量市场以“发电侧报量报价、用户侧报量不报价”模式起步，中长期市场具备组织场外协商和场内年、月、周集中交易条件；2019年底，完成相关的技术准备工作，具备日前电能量市场“发电侧报量报价、用户侧报量报价”的试运行条件，基于差价合约的中长期市场交易机制进一步完善。
（二）中远期（2020年——），进一步丰富中长期市场交易品种，探索开展容量市场、金融输电权、电力期货和衍生品等交易，研究建立可再生能源交易机制，进一步丰富电力市场交易体系，逐步取消B类机组的基数合约电量；建立和完善需求响应市场化机制，与现货市场用户侧申报相衔接；实现调频、备用等辅助服务与电能量的统一联合优化出清，开展辅助服务的中长期交易，建设完善的辅助服务市场；适时引入虚拟交易商参与市场交易；推动电力现货市场向跨省区电力市场过渡，适时开展南方区域统一电力现货市场交易。
一、广东省电力市场概况
1、各类电源装机容量及利用小时数：
2、广东各类电源特点
3、广东电力负荷概况
a) 广东统调典型日负荷曲线
b) 广东负荷分析
c) 广东电力系统调度问题分析
d)广东电力市场竞争格局
4、广东各类电源销售情况-2018
5、广东电力消费情况-2018
二、广东电力市场蛋糕的分配
声明：以下部分数据属于估算，如有雷同，纯属巧合。
电力市场蛋糕怎么分？
不要着急，慢慢品味下面一大推貌似枯燥无味的数据，看懂的自然明白。看不懂的，得交学费--文后有打赏-加微信。
1、市场化前，电网公司统销统购模式下：
总电量2500亿千瓦时，各电源发电量如下：
单位：亿千瓦时 元/MWh
根据不同地区（不含深圳市）峰谷时段划分，综合测算用户侧（东莞10kV大工业为例）目录电价、电网购销价差估算如下：
发电侧上网电价：486.94元/MWh
用户侧目录电价：648.45元/MWh
电网购销差价（含基金及补贴）：161.51元/MWh
具体推导数据依据后面章节介绍。
2、现阶段市场化价差传导模式，发电侧上网电价在标杆电价基础上下浮40元/MWh。
发电侧电价：446.94元/MWh
用户侧电价：618.45 元/MWh
售电公司代理费：10 元/MWh
电网购销差价（含基金及补贴）：161.51元/MWh
可见，价差模式下，用户及售电公司所获的改革红利，都是来自于发电厂的竞价上网后所释放出来的红利！
3、2020年现货市场，执行输配电价模式下：
输配电价：东莞10kV大工业用户为例：137.10 元/MWh
政府基金及附加总共--27.66875 元/MWh
可再生能源附加：19.0元/MWh
重大水利建设基金：1.96875 元/MWh
水库移民后期基金：6.7元/MWh
电网输配电价收益（含基金及补贴):
137.10+27.66875=164.76875元/MWh
初步估算结果，电网按照输配电价收益模式，暂时没有释放红利。
基本可以判断，现货市场，用户所获红利，还得看发电厂竞价上网所释放多少红利？
4、现货市场电价机制。
电能量市场价格形成机制。
中长期、现货电能量市场均采用绝对价格开展交易。
现货电能量市场通过集中竞争的方式，形成分时节点电价作为市场价格。节点电价由系统电能价格与阻塞价格两部分构成，系统电能价格反映全省的电力供需情况，阻塞价格反映不同节点的电网阻塞情况。
发电侧电能量电价机制。
A类机组执行政府核定的上网电价；
B类机组通过市场竞价形成电能量市场价格，在现货电能量市场中，以其对应上网节点的节点电价作为现货电能量市场价格。
市场用户电能量电价机制。
市场用户电能量结算价格由电能量市场价格、输配电价（含线损及交叉补贴）、政府基金及附加、不平衡资金费用等构成。
现货电能量市场中，用户侧以统一结算点的综合电价作为现货电能量市场价格。
交易品种及周期
5、现货市场中各主体的价格变化
发电侧：
市场化前：不分时段，都是执行上网标杆电价，只按电量计算。
价差模式：不分时段，在上网标杆电价基础上下浮。
现货市场：分时段，不同价格即节点电价。
打个比方，不太恰当，但是比较形象的：电厂现在是卖猪的（政府统一定收购价，电网公司是国营饭店，各类菜由政府定价：肥溜大肠、东坡肉、红烧排骨。。。。）；电厂将来变成是卖猪肉的（猪头肉、后退肉、排骨多少钱？自主定价）；电厂也可以开饭店了。套用某专家的话，这一轮电改，是把被阉割的售电业务还给了发电厂！
电网侧
负责保底用户的售电业务（保留第一食堂）；
为市场化用户输送电力，收过网费（第二食堂解散了）；
可以独立法人，开展售电业务（可以租第二食堂的一间房开饭馆）。
用户侧
取消原目录电价，由用户跟售电公司协商零售价格。
售电公司
差价传导模式取消，采取绝对价模式，售电公司真正进入角色。
现货市场是批发-零售市场分开，售电公司零售给用户可以是固定峰平谷价或者一口价，批发价是波动的，虽然也可以通过中长期锁定价格。
售电公司应该必须承担价格波动的风险，否则还是没太多价值。
当然，用户也可以跟售电公司一起承担风险，价格与批发市场联动。
6、通过上面分析结果，可以看出电改红利目前只有来自发电侧的竞争所释放出来的红利，那么我们就先来了解发电侧的竞争情况。
中长期合约锁定，曲线怎么定？价格怎么定？现货市场竞争结果会影响中长期合约的价格，由于年度负荷波动大，出清结果波动也大，假设最后博弈的结果如下：现货日前出清一、四季度为342元/MWh，二、三季度为420元/MWh。
对比以上方案1-6，中长期锁定80%电量，日前市场价格波动80，综合价格波动15左右，跟中长期价格对比，变化也是15左右。
现货价格起到价格发现作用，同时也影响中长期合约的定价。
由于交易频次多了，灵活了，合约周期也短了，购售双方的博弈会比现在更加精彩。
假设2020年电力市场中长期合约比例80%，价格386元/MWh，对比参考价426元/MWh，释放红利40元/MWh，也就是4分/千瓦时。第一、四季度，现货出清结果如方案2，第二、三季度结果如方案4，那么2020年整年发电厂竞价部分收益约为382元，发电侧释放红利约110亿元。
燃煤机组环保补贴、高价机组补贴：
为了高价机组能跟煤机同台竞价，需要进行补贴，补贴标准如下：
单位：亿千瓦时 元/MWh
发电厂加上补贴后，综合上网电价约为443元/MWh。对比价差模式下的447元/MWh，上网电价基本持平。
问题：约152亿元的补贴怎么补法？
补贴方案1：全部补贴由市场用户均摊：
补贴方案2：全部补贴由高峰用户分摊：
补贴方案3：煤机补贴全部用户均摊，燃机补贴由高峰用户分摊。
为啥有三个方案呢?这个问题比较复杂，需要考虑的因素很多，结合后面的其他问题一起来探讨。
7、蛋糕做好了，接下来就来分析怎么切的问题。
上面啰嗦了一大堆，只是为了理清各主体的利益关系，下面即将探讨的才是问题的核心！
市场化前，电网统销统购模式，发电厂不分时段，统一价；用户侧目录分时电价，电网购销差价约162元/MWh
单位：万千瓦时 万元 元/MWh
通过分析分时电价，我们发现，电网公司对用户侧进行了交叉补贴，谷段补贴用户侧约153.14元/MWh，平段收取151.06元/MWh，高峰时段收取546.56元/MWh。由于买卖就一家，只有控制好总盘，售电总价-购电总价-电网投资运营成本>0，电网就不会亏钱。
价差模式下，发电侧上网电价下浮，用户侧目录电价同步下浮，电网购销差价基本不变。售电公司能否盈利是看批发零售差价，无需考虑用户分时用电情况，只考虑电量是否稳定，或者月度电量预测准确。
8、前面简单假设了发电侧的竞价结果，其实这个过程也是不简单，煤机与燃机发电成本及机组灵活性差异都很大。本公众号做过详细分析，这里再简单描述下：
煤机24小时开机，夜间负荷很多时候是最小技术出力运行，负荷率低，成本高。如果低谷时段出清价格能保本，甚至盈利，那么白天就更要底气跟燃机竞争了。所以，煤机希望现货出清价格峰谷价差越小越好，特别是谷段价格。
燃机大部分是调峰机组，夜间停机。燃机出力调节快，希望高峰出清价格高。
如果价格帽的设置仅仅从有利发电侧竞争来考量，那是不足的，我们必须考虑源-网-荷的统筹协调。
现阶段，我们的参考坐标为标杆电价、目录电价，电网收益。
前面简单测算发现，电网的输配电价跟统销统购下的收益接近。
改革红利，只有发电侧的竞价结果释放红利，前面估算，红利约110亿，这数字比2019年要高些，能否实现，就看低成本机组能多发多少电。
用户侧呢？现货市场颠覆了目录电价，结果很严重！要搞清楚，又需要一大堆的“数据，表格”辅助说明，对“数据、表格”过敏的，请略过，看相关文字说明即可。
三、现货市场源-网-荷的统筹协调问题
1、现货出清结果1
中长期电量比例80%，分解曲线标准曲线D1，价格360元/MWh；
现货日前出清价格416元，实时价格426元；
未考虑阻塞盈余；
煤机环保补贴、燃机补贴由全部市场用户均摊，即前面提到的补贴方案1；
那么现货市场分时电价与目录分时电价对比：谷段电价涨了235元/MWh，峰段电价降了418元/MWh，平段电价降了20元/MWh。
2、现货出清结果2
中长期电量比例80%，分解曲线为统调比例系数，价格386元/MWh；
现货日前出清价格416元，实时价格426元；
考虑阻塞盈余；
煤机环保补贴由全部市场用户均摊，、燃机补贴由高峰用户分摊，即前面提到的补贴方案3；
那么现货市场分时电价与目录分时电价对比：谷段电价涨了186元/MWh，峰段电价降了446元/MWh，平段基本降了60元/MWh。
3、现货出清结果3
中长期电量比例80%，分解曲线为标准曲线D2，价格501元/MWh；
现货日前出清价格416元，实时价格426元；
未考虑阻塞盈余；
煤机环保补贴、燃机补贴由全部市场用户均摊，即前面提到的补贴方案1；
那么现货市场分时电价与目录分时电价对比：谷段电价涨了32元/MWh，峰段电价降了436元/MWh，平段基本涨了60元/MWh。
4、现有目录电价的问题思考
广东现行目录电价：
广东典型日负荷曲线
B类电源负荷、现货价格与目录电价曲线
可见，原来目录电价峰谷时段划分不够合理。
四、提出思考的问题
1、发电侧释放的红利，应该哪类用户受益最大？
某建材企业，生产用电弹性大，可以错峰用电。
由于现行目录价格不够合理，需要调整用电安排，根据现货价格及统调负荷曲线调整如下：
根据现行目录电价，按照原用电习惯，则用电成本为586元/MWh；
调整用电习惯后，套用现货出清结果3，用户用电成本为546.68元/MWh；
调整用电习惯后，按照现行目录电价，用户用电成本则为615.96元/MWh。
用户实际收益为586.31-546.68=39.63元/MWh。此结果跟发电侧让利均价基本持平。
如果按照现货出清结果1，用户电价还会上涨。
个人认为，由于现货谷段出清电价偏高，造成的结果。
此类用户具有灵活用电特性，能错峰用电，属于优质客户，应该能享受更多的改革红利。
限于篇幅，其他类用户就不一一展开分析了。
2、最近四部委联合发文，鼓励用户侧储能的发展，这就需要进一步拉大峰谷价差。
3、如果峰段电价下浮较大，现有分布式屋顶光伏、冰蓄冷等合同能源管理项目收益将打折扣！
4、发电侧释放红利有限，现有峰段用能比例大的用户，基本都是电费占生产成本比例不高的企业，峰段电价下浮，此类企业享受红利比例必然越大。
这跟电改的初衷是否一致？
跟我们设想的目标是否一致？
原标题：广东电力现货市场的思考
